ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA Y AGROINDUSTRIA

EVALUACIÓN DE LA FACTIBILIDAD DE INDUSTRIALIZAR HELIO A PARTIR DE GAS NATURAL Y GASES DE POZOS PETROLEROS PRODUCIDOS EN EL ECUADOR

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA QUÍMICA

SYLVANA PAULINA VICUÑA CARRASCO [email protected]

DIRECTOR: ING. MIGUEL PARREÑO CAMPAÑA [email protected]

Quito, Enero 2011

© Escuela Politécnica Nacional (2011) Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo Sylvana Paulina Vicuña, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. La

Escuela

Politécnica

Nacional

puede

hacer

uso

de

los

derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_______________________ Sylvana Paulina Vicuña Carrasco

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Sylvana Paulina Vicuña Carrasco, bajo mi supervisión.

_________________________ Miguel Parreño Campaña DIRECTOR DE PROYECTO

AUSPICIO

La presente investigación contó con el auspicio financiero del proyecto PIS 13 2009, “Determinación de helio en gas natural y gases de pozos petroleros”, que se ejecuta en el Departamento de Ingeniería Química de la Facultad de Ingeniería Química y Agroindustria.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS PÁGINA RESUMEN INTRODUCCIÓN 1.

PARTE TEÓRICA

1.1.

Helio 1.1.1. 1.1.2. 1.1.3. 1.1.4.

1.1.5. 1.1.6. 1.1.7. 1.2.

Propiedades Termodinámica del helio Reservas de helio Producción de helio 1.1.4.1. Obtención de helio 1.1.4.2. Refinación de helio 1.1.4.3. Licuefacción del helio gaseoso 1.1.4.4. Producción de helio - proceso con filtros de adsorción Demanda de helio Demanda de helio en el ecuador Aplicaciones y usos

XI XIII 1 1 1 1 3 5 7 8 8 9 11 12 12

Gas natural 1.2.1. Origen 1.2.2. Tipos de reservorios de gas natural 1.2.2.1. Clasificación por presencia de crudo en el reservorio 1.2.2.2. Clasificación por el estado del gas en condiciones de reservorio y de superficie 1.2.3. Composición del gas natural 1.2.3.1. Composición del gas natural no asociado 1.2.3.2. Composición del gas natural asociado 1.2.4. Procesos de separación de los componentes del gas natural 1.2.5. Propiedades del gas natural 1.2.6. Reservas y producción de gas natural 1.2.7. Demanda de gas natural 1.2.8. Gas natural en el Ecuador 1.2.9. Gases de pozos petroleros en el Ecuador

19 21 23 24 25 26 28 30 31 33

Análisis de gas natural y gases de pozos petroleros por cromatografía de gases

36

2.

PARTE EXPERIMENTAL

37

2.1.

Equipos y materiales 2.1.1. Análisis de helio 2.1.2. Análisis de hidrocarburos

37 37 37

2.2.

Optimización de condiciones cromatográficas para el análisis de helio 2.2.1. Optimización de las condiciones cromatográficas de operación 2.2.2. Calibración del equipo

38 38 38

1.3.

15 16 17 17

ii

2.3.

Muestreo 2.3.1. Campos petroleros 2.3.1.1. Muestras de gas natural 2.3.1.2. Muestras de gases de pozos petroleros 2.3.2. Recolección de muestras

39 39 39 39 43

2.4.

Determinación de la composición de las muestras por cromatografía de gases 2.4.1. Determinación del contenido de helio 2.4.1.1. Cuantificación de helio 2.4.2. Determinación de la composición en hidrocarburos

48 48 49 50

2.5.

Determinación de las propiedades físicas de los gases

51

3.

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

52

3.1.

Muestreo

52

3.2.

Análisis Cromatográfico 3.2.1. Determinación del contenido de helio 3.2.1.1. Condiciones cromatográficas de separación 3.2.1.2. Cuantificación del helio 3.2.1.3. Contenido de helio en las muestras 3.2.2. Composición en hidrocarburos de las muestras 3.2.2.1. Campo Amistad 3.2.2.2. Campo Bermejo 3.2.2.3. Campo Shushuqui 3.2.2.4. Campo Pichincha 3.2.2.5. Campo Secoya 3.2.2.6. Campo Atacapi 3.2.2.7. Campo Guanta 3.2.2.8. Campo Parahuaco 3.2.2.9. Campo Shushufindi 3.2.2.10. Campo Aguarico 3.2.2.11. Campo Palo Azul 3.2.2.12. Campo Auca 3.2.2.13. Campo Yuca 3.2.2.14. Campo Victor Hugo Ruales 3.2.2.15. Campo Cuyabeno 3.2.2.16. Campo Ginta 3.2.2.17. Campo Daimi 3.2.2.18. Campo Iro 3.2.2.19. Campo Amo 3.2.2.20. Campo Tivacuno 3.2.2.21. Campo Capirón

52 52 52 59 61 62 62 63 64 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81

3.3.

Flujos de producción de los gases

81

3.4.

Estudio preliminar de una planta de producción de helio a partir de gas asociado. 3.4.1. Ubicación de la planta

83 83

iii

3.4.2. 3.4.3.

3.5.

Capacidad de la planta Procesos de producción 3.4.3.1. Eliminación del dióxido de carbono 3.4.3.2. Selección del proceso de adsorción 3.4.3.3. Diagrama de flujo

83 84 85 87 90

Aprovechamiento de los gases de pozos 3.5.1. Gases de pozos como combustible para generación de energía eléctrica 3.5.1.1. Alternativas para la remoción de dióxido de carbono 3.5.2. Gases de pozos como gas de inyección 3.5.3. Enfoque ambiental del aprovechamiento de los gases de pozos

91 93 95 95

4.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

97

4.1.

Conclusiones

97

4.2.

Recomendaciones

98

BIBLIOGRAFÍA ANEXOS

91

99 105

iv

ÍNDICE DE TABLAS PÁGINA Tabla 1:

Principales reservas de helio en el mundo

Tabla 2:

Composición de gas natural de distintos lugares

22

Tabla 3:

Composición característica del gas natural no asociado

23

Tabla 4:

Composición del gas natural asociado

24

Tabla 5:

Relaciones para establecer el factor de compresibilidad

27

Tabla 6:

Resultados del balance de gas asociado

33

Tabla 7:

Variación de las condiciones cromatográficas

38

Tabla 8:

Muestras de gas natural

46

Tabla 9:

Muestras de gases de pozos petroleros

46

Tabla 10:

Muestras de gas tomadas en los campos petroleros

52

Tabla 11:

Condiciones de operación preliminares para el análisis de helio

53

Tabla 12:

Tiempos de retención del helio e hidrógeno para los flujos del gas portador

56

Tiempos de retención del helio e hidrógeno para las diferentes temperaturas iniciales de la columna cromatográfica

56

Tabla 14:

Condiciones cromatógraficas óptimas de operación

57

Tabla 15:

Áreas del pico de helio

59

Tabla 16:

Cálculos estadísticos

59

Tabla 17:

Áreas del pico de helio

60

Tabla 18:

Áreas inicial, actual y cálculos estadísticos

60

Tabla 19:

Contenido de helio de las muestras de gases analizados

61

Tabla 20:

Composición de las muestras de gas del Campo Amistad

62

Tabla 21:

Composición de las muestras de gases del Campo Bermejo

63

Tabla 22:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Shushuqui

64

Tabla 23:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Pichincha

65

Tabla 13:

4

v

Tabla 24:

Composición de las muestras de gases del Campo Secoya

65

Tabla 25:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Atacapi

67

Tabla 26:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Guanta

67

Tabla 27:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Parahuaco

68

Composición de las muestras de gases los gases de pozos del Campo Shushufindi

69

Tabla 29:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Aguarico

70

Tabla 30:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Palo Azul

71

Tabla 31:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Auca

72

Tabla 32:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Yuca

73

Tabla 33:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo VHR

74

Tabla 34:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Cuyabeno

75

Tabla 35:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Ginta

76

Tabla 36:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Daimi

77

Tabla 37:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Iro

78

Tabla 38:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Amo

79

Tabla 39:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Tivacuno

80

Tabla 40:

Composición de las muestras de gases de pozos del Campo Capirón

81

Tabla 41:

Flujos de producción de gas asociado en los campos petroleros

82

Tabla 42:

Flujos de producción de gas asociado en el Bloque 16

84

Tabla 43:

Composición del gas asociado producido en las Plantas SPF y NPF

84

Tabla 44:

Concentración del gas producido en SPF y NPF después de la remoción de dióxido de carbono

86

Tabla 45:

Selección del proceso de adsorción

87

Tabla 46:

Aplicaciones de los adsorbentes más comunes

88

Tabla 47:

Compuestos retenidos por el sistema de adsorbedores

88

Tabla 48:

Capacidad calórica de las muestras de gases de campos petroleros

92

Tabla 28:

vi

Tabla 49:

Tasa para el uso de gas asociado en operaciones del campo

92

Tabla 50:

Proceso seleccionado para la remoción del dióxido de carbono del gas asociado en cada campo

93

Tabla 51:

Gases de pozos petroleros con poder calórico bajo

95

Tabla 52:

Pozos en producción del Campo Shushuqui durante el muestreo de gases

109

Pozos en producción del Campo Pichincha durante el muestreo de gases

109

Pozos en producción del Campo Atacapi durante el muestreo de gases

109

Tabla 55:

Pozos en producción del Campo Secoya durante el muestreo de gases

110

Tabla 56:

Pozos en producción del Campo Parahuaco durante el muestreo de gases

110

Tabla 57:

Pozos en producción del Campo Guanta durante el muestreo de gases

110

Tabla 58:

Pozos en producción del Campo Shushufindi Norte durante el muestreo de gases

111

Pozos en producción del Campo Shushufindi Sur durante el muestreo de gases

111

Pozos en producción del Campo Aguarico durante el muestreo de gases

111

Pozos en producción del Campo Auca Sur durante el muestreo de gases

112

Pozos en producción del Campo Auca Central durante el muestreo de gases

112

Tabla 63:

Pozos en producción del Campo VHR durante el muestreo de gases

112

Tabla 64:

Pozos en producción del Campo Yuca durante el muestreo de gases

113

Tabla 65:

Pozos en producción del Campo Cuyabeno durante el muestreo de gases

113

Pozos en producción del Campo Palo Azul durante el muestreo de gases

114

Tabla 67:

Concentración de helio en las muestras del Bloque 3

115

Tabla 68:

Concentración de helio en las muestras del Campo Bermejo

115

Tabla 53: Tabla 54:

Tabla 59: Tabla 60: Tabla 61: Tabla 62:

Tabla 66:

vii

Tabla 69:

Concentración de helio en las muestras de los Campos Libertador, Cuyabeno, Lago Agrio, Shushufindi y Auca 116

Tabla 70:

Concentración de helio en las muestras del Bloque 18

116

Tabla 71:

Concentración de helio en las muestras del Bloque 16

116

Tabla 72:

Resultados de los análisis cromatográficos del Bloque 3

117

Tabla 73:

Resultados de los análisis cromatográficos de Bermejo

117

Tabla 74:

Resultados de los análisis cromatográficos de Cuyabeno

118

Tabla 75:

Resultados de los análisis cromatográficos del Bloque 18

118

Tabla 76:

Resultados de los análisis cromatográficos del Bloque 16

119

Tabla 77:

Resultados de los análisis cromatográficos de Auca

119

Tabla 78:

Resultados de los análisis cromatográficos de Lago Agrio

120

Tabla 79:

Resultados de los análisis cromatográficos de Shushufindi

120

Tabla 80:

Resultados de los análisis cromatográficos del Libertador

121

viii

ÍNDICE DE FIGURAS PÁGINA Figura 1:

Fases termodinámicas del helio

2

Figura 2:

Procesos de recuperación, refinación y distribución del helio.

6

Figura 3:

Diagrama de bloques de la obtención de helio a partir del gas natural.

7

Figura 4:

Bodegas de almacenamiento y camiones transportadores de la planta de producción de helio en Algeria

9

Figura 5:

Diagrama de flujo de la planta piloto de obtención de helio.

10

Figura 6:

Demanda de helio a partir del 2005 - Consumo en 1995:3,75 billones de pies cúbicos; Consumo en el 2007: 6,34 billones de pies cúbicos.

11

Figura 7:

Importaciones de helio en los últimos 20 años

12

Figura 8:

Principales aplicaciones del helio en Estados Unidos.

13

Figura 9:

Volumen de gas y volumen de petróleo en función de la profundidad.

17

Figura 10:

Reservorio de gas asociado

18

Figura 11:

Reservorio de gas no asociado

19

Figura 12:

Diagrama de fases del gas seco.

20

Figura 13:

Diagrama de fases del gas húmedo

20

Figura 14:

Diagrama de fases del gas condensado

21

Figura 15:

Componentes del gas natural

23

Figura 16:

Diagrama de una Planta de Gas

25

Figura 17:

Reservas existentes de gas natural y su ubicación geográfica

29

Figura 18:

Producción de gas natural por región

30

Figura 19:

Consumos mundiales de gas natural

31

Figura 20:

Uso y quema del gas asociado

34

Figura 21:

Mapa catastral petrolero del Ecuador

35

Figura 22:

Mapa estructural de la Cuenca Oriente

40

Figura 23:

Separadores de fases.

43

ix

Figura 24:

Cabezal de un pozo petrolero

44

Figura 25:

Cilindro para muestras gaseosas conectado al separador de fases en forma horizontal

44

Figura 26:

Toma de muestras de gases del separador de fases en posición vertical

45

Figura 27:

Cuantificación de helio

49

Figura 28:

Separación de helio, oxígeno y nitrógeno.

53

Figura 29:

Separación de hidrógeno, oxígeno y nitrógeno.

54

Figura 30:

Muestra de gases de pozos petroleros enriquecida con helio.

55

Figura 31:

Cromatograma - Muestra de gases de pozos petroleros

55

Figura 32:

Separación de helio e hidrógeno a las condiciones óptimas de operación.

57

Separación de componentes de una muestra de gas a las condiciones óptimas de operación

58

Figura 34:

Mapa Geográfico del Bloque 16

83

Figura 35:

Procesos de remoción del dióxido de carbono

85

Figura 36:

Recuperación de procesos de remoción del dióxido de carbono del gas

86

Figura 37:

Diagrama de flujo del sistema de adsorbedores

89

Figura 38:

Diagrama de flujo del proceso de obtención de helio a partir de gases de pozos petroleros.

90

Figura 33:

Figura 39:

Superfluidez del helio

106

Figura 40:

Fenómeno de adsorción

108

Figura 41:

Cromatograma del análisis de hidrocarburos

122

x

ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO 1: ........................................................................................................................ 106 Propiedades de los superfluidos ANEXO 2: ........................................................................................................................ 107 Fundamentos de adsorción ANEXO 3: ........................................................................................................................ 108 Pozos en producción de cada campo durante el muestreo ANEXO 4: ........................................................................................................................ 115 Análisis cromatográfico para la determinación de helio ANEXO 5:. ....................................................................................................................... 116 Resultados del análisis cromatográfico para establecer la composición de hidrocarburos

xi

RESUMEN El helio es un gas con múltiples aplicaciones debido a sus propiedades físicas que le dan características específicas, las principales reservas de helio comprobadas se encuentran en el gas natural y gas asociado, en concentraciones de hasta 7%. En el Ecuador se producen aproximadamente 35 millones de pies cúbicos por día de gas natural y 127 millones de pies cúbicos por día de gas asociado. El objetivo del presente trabajo es determinar el contenido de helio en el gas natural y gases de pozos petroleros, para establecer la posibilidad de su recuperación e industrialización. Para esto se tomaron 9 muestras de gas natural y 50 muestras de gases de pozos petroleros de diferentes zonas geográficas, de acuerdo a los flujos de producción de gas. Además se realizó el análisis por cromatografía de gases para determinar la composición en hidrocarburos de las muestras, se determinaron las propiedades principales

de los gases para establecer si pueden ser utilizados como

combustible en generación de energía o como gas de inyección. Para realizar el análisis de helio por cromatografía de gases se establecieron las condiciones óptimas de operación, se tomó como referencia la Norma ASTM D 1945-3, “Standard Test Method for Analysis of

Natural Gas by Gas

Cromatography” y la Norma ISO 6974:1984. Se realizaron pruebas para optimizar la separación de los componentes de las muestras, se probaron diferentes flujos de gas portador y temperaturas de operación en la columna cromatográfica. Las condiciones establecidas tienen un coeficiente de repetitividad de 1,17% y un coeficiente de reproducibilidad de 0,62%. Se encontró que en el Campo Amistad la concentración de helio es 0,003%. En los campos de la Cuenca Oriente se tiene una concentración inferior a 0,01% a excepción de los campos del Bloque 16 que presentan las siguientes concentraciones: Amo 0,030%, Daimi 0,045%, Ginta 0,048%, Iro 0,035%, Capirón 0,062%, Tivacuno 0,040%.

xii

De acuerdo al contenido de helio encontrado no es factible su recuperación. Sin embargo por su composición y poder calórico los gases de los campos Secoya, Atacapi, Shushuqui, Pichincha, VHR, Rayo, Auca Sur, Auca Central, Yuca, Shushufindi Central, Shushufindi Norte, Shushufindi Sur, Guanta, Aguarico, Parahuaco, Daimi, Ginta, Capiron, Tivacuno, Cuyabeno y Amo, se podrían emplear en generación de energía después de un proceso de enriquecimiento, mientras que los gases de los campos: Bermejo Norte, Bermejo Sur, Palo Azul e Iro se pueden utilizar como gases de reinyección .

xiii

INTRODUCCIÓN El helio es un gas noble, incoloro, inodoro e insaboro, insoluble en agua, no toxico, no corrosivo, no combustible, no reactivo, tiene alta difusión molecular, baja viscosidad, alto potencial de ionización y es buen conductor del calor, estas propiedades le dan características especiales y usos específicos. Es el segundo elemento más abundante en el universo, en la atmósfera terrestre se encuentra en concentraciones de 5,2 partes por millón. El helio se genera en la litósfera en cantidades de aproximadamente 3 000 toneladas por año, es el resultado de la desintegración radiactiva de minerales de uranio y torio (LINDE AGA, 2009). El helio se difunde rápidamente en las capas de la Tierra llegando a la atmósfera, sin embargo se encuentra confinado en las reservas de gas natural y petróleo, junto con el gas de formación en concentraciones desde partes por millón hasta 7 por ciento. En la década del 2000 la demanda de helio ha crecido por sus múltiples aplicaciones, se estima que el consumo anual aumentará en aproximadamente el 3,6%, cantidad que los países productores no van a llegar a producir para satisfacer las necesidades del mercado, por esta razón la necesidad de encontrar nuevas reservas de helio es indiscutible (National Research Council , 2010). La producción de helio a partir de gas natural es económicamente rentable cuando su contenido es superior al 0,3%. El proceso de obtención es un proceso criogénico y consta de las siguientes etapas: recuperación, refinación, purificación, licuefacción y distribución. Se han realizado investigaciones para recuperar el helio de los gases de manantiales de agua y gas natural, aún cuando las concentraciones sean muy bajas, del orden de 0,04%, empleando un sistema PSA (pressure swing adsorption), ya que el proceso convencional es costoso y poco rentable si las concentraciones son bajas.

xiv

Los principales usos que tiene el helio son: fluido criogénico, gas presurizador, atmósferas controladas, gas portador en cromatografía de gases, gas para detección de fugas, mezclas de gases para respiración utilizadas en medicina y deportes, estudios atmosféricos, entre otros. Considerando que en el país diariamente se producen 35 millones de pies cúbicos de gas natural que es destinado a la generación de energía eléctrica y aproximadamente 127 millones de pies cúbicos de gas asociado en la Cuenca Oriente, de los cuales alrededor del 53% es quemado en las teas y el 47% es utilizado en: producción de gas licuado en el Complejo Industrial Shushufindi y en otros campos petroleros solo una mínima cantidad se aprovecha en generación de energía y gas de reinyección. Es de particular interés conocer el contenido de helio en estos gases, para establecer si se puede recuperar para su aprovechamiento, en el país se importa la totalidad del consumo de helio. Por otro lado se debe tener en cuenta que hay deficiencia de energía eléctrica en los campos petroleros y de acuerdo a la composición en hidrocarburos y propiedades físicas de los gases de pozos se establece si el gas se puede utilizar como combustible para generación de energía eléctrica o como gas de reinyección.

1

1. PARTE TEÓRICA 1.1.

HELIO

1.1.1.

PROPIEDADES

El helio es un gas monoatómico que pertenece a la familia de los gases nobles, está en el primer período de la tabla periódica, su peso atómico es 4 unidades de masa atómica. Es el gas más liviano después del hidrógeno y se comporta como un gas noble por tener su último nivel de energía completo (Chang, 2002). Es incoloro, inodoro e insaboro, no es soluble en agua, no tóxico, no corrosivo, no combustible, no reactivo, tiene alta difusión molecular, baja viscosidad, alto potencial de ionización y es buen conductor térmico. Sus propiedades le dan características especiales y usos específicos.

1.1.2.

TERMODINÁMICA DEL HELIO

El helio es un gas diferente a los demás desde el punto de vista termodinámico, no presenta un equilibrio entre las fases sólida y líquida por baja que sea la temperatura, esto se debe al diámetro atómico y peso atómico del helio, aún a bajas temperaturas su energía cinética sigue siendo alta. El helio sólido se obtiene a presiones superiores a 30 atmósferas y temperaturas menores a 2 kelvin. En la figura 1 se presenta el diagrama de fases del helio. Si se produce un enfriamiento isobárico a bajas presiones se obtiene una transición de fases líquido-líquido o transición de segundo orden. La fase líquida helio I se comporta como un líquido normal, la fase líquida helio II, tiene el comportamiento de un superfluido.

2

Se observa un punto triple denominado punto

a los 2,15 K y 0,08 bares, en el

que se encuentran en equilibrio las dos fases líquidas con la fase gaseosa.

Figura 1: Fases termodinámicas del Helio (Bazarov, 1969)

Experimentalmente se ha observado que en el estado de transición líquido-líquido no hay calor latente ni variación de volumen específico, por lo tanto H=0 y v=0. La pendiente de la curva de vaporización de helio II, se representa por la ecuación de Clausius–Clapeyron que se presenta a continuación:

[1]

La pendiente de la curva de vaporización de helio I está dada por la relación:

[ 2 ]

3

De modo que la pendiente de la curva de vaporización de helio líquido no sufre discontinuidad en el punto triple: [ 3 ] En el cambio de estado de helio I a helio II se observa la variación en las propiedades de la materia, como son la dilatación térmica, conductividad térmica, calor específico, viscosidad, entre otras, pero estas fases no constituyen dos estados de materia diferentes en el sentido termodinámico. En 1969 se publicaron los valores experimentales para el punto triple del helio (Bazarov, 1969): TT = 2,17ºK V = 6,84 cm3/g Cp (HeI) = 1,2 cal/(g*K) Cp (HeII) = 2,9 cal/(g*K) (He I) = 0,02 K-1 (He II) = -0,04 K-1

1.1.3.

RESERVAS DE HELIO

El helio es el segundo elemento más abundante en el universo. En las estrellas se forma por fusión nuclear del hidrógeno en reacciones en cadena protón-protón y en el ciclo carbono-nitrógeno-oxígeno - CNO. En la atmósfera terrestre la concentración de helio es relativamente baja y está en el orden de 5,2 partes por millón en volumen, se tiene un incremento con la altura, debido a que la mayor parte del helio se difunde y asciende rápidamente a la atmósfera (Aldrich & Nier, 1980).

4

Se estima que se generan aproximadamente 3 000 toneladas de helio por año en la litósfera, como resultado de la desintegración radiactiva de minerales de uranio y torio, en el proceso de fisión nuclear se emiten partículas alfa, que rápidamente se combinan con dos electrones formando átomos de helio (Oliver & Bradley, 1984). En la corteza terrestre la concentración de helio es de 8 ppb. En el mar se tiene una concentración de 4 ppb, en manantiales de aguas minerales, gas volcánico, y hierro meteórico se tiene también concentraciones mínimas (Zartman et al.,1961). El helio se difunde rápidamente en las capas de la Tierra llegando a la atmósfera. Sin embargo en las reservas de gas natural y petróleo, es confinado junto con el gas de formación entre las capas de rocas porosas impermeables, por esta razón la mayoría de las reservas de helio se relacionan con la presencia de gas natural. En los reservorios de gas natural el helio se encuentra desde concentraciones del orden de partes por millón hasta cantidades de 7% en volumen (LINDE AGA, 2009). En la tabla 1 se presentan las principales reservas de helio a nivel mundial y su ubicación geográfica: Tabla 1: Principales reservas de helio en el mundo País

Reservas billones de m3

Estados Unidos

31,3

Algeria

8,2

Canadá

2,0

China

1,1

Qatar

10,1

Rusia

6,8

(U.S. Department of the Interior-U.S. Geological Survey, 2011)

El crecimiento de la demanda de helio, va agotando rápidamente las reservas existentes, siendo un recurso no renovable. Por esta razón se ha considerado la recuperación de helio como producto secundario en la producción de gas natural,

5

aún si las concentraciones son mínimas por ejemplo en la India se han realizado investigaciones para obtener el helio, a partir de concentraciones de 0,06% en las reservas de gas natural.

1.1.4.

PRODUCCIÓN DE HELIO

El helio se obtiene a partir del gas natural, su producción comprende las fases de recuperación, refinación y distribución como se puede ver en la figura 2: La recuperación de helio depende de la concentración en la fuente de gas natural. A continuación se mencionan diferentes procesos que se utilizan actualmente: Obtención de helio como producto secundario en el proceso de producción de metano, etano, propano, butano, con una concentración de helio de 0,3% en la alimentación de gas inicial. Este proceso se utiliza en Kansas, Oklahoma and Texas (National Research Council , 2010). Cuando el gas natural tiene un alto contenido de dióxido de carbono, éste se separa para ser utilizado en la recuperación mejorada del crudo, de esta forma la corriente residual está compuesta principalmente por metano, y otros componentes como el helio, este proceso se utiliza en el Campo Riley Ridge en Wyoming (National Research Council , 2010). Obtención de helio en la producción de gas natural líquido, Algeria y Qatar las plantas de operación producen gas natural líquido, en este proceso el helio es separado de la corriente de gases residuales, cuando el metano ha sido condensado. La concentración de helio en el gas inicial es de alrededor de 0,04 % en volumen, este proceso es rentable ya que se procesan grandes cantidades de gas se producen aproximadamente 8,5 millones

de

pies

cúbicos

de

gas

por

año

(Gruss,

2008).

(Praxair, 2002)

Figura 2: Procesos de recuperación, refinación y distribución del helio.

6

7

1.1.4.1.

Obtención de helio

Los procesos de obtención de helio se resumen a continuación: Remoción de impurezas como agua, dióxido de carbono, mercurio, ácido sulfhídrico empleando procesos de adsorción. Los hidrocarburos etano, propano y butano que se encuentran en pequeñas concentraciones son separados con filtros de adsorción

de

carbón activado. Mediante el proceso de destilación criogénica, se separa el metano y parte del nitrógeno. La corriente residual es una mezcla que contiene entre 50% y 70% de helio, con una pequeña cantidad de nitrógeno e impurezas como argón, neón e hidrógeno. En la figura 3 se presenta el diagrama de flujo de los procesos del gas natural.

Figura 3: Diagrama de bloques de la obtención de helio a partir del gas natural. (Linde AG, 2009)

8

1.1.4.2.

Refinación de helio

En el proceso de refinación se obtiene el helio con un grado de pureza que depende de la eficiencia del proceso, las etapas de este proceso se resumen a continuación (Gruss, 2008): El gas es enfriado a aproximadamente -180ºC, temperatura a la que el nitrógeno y el metano condensan, y se obtiene una corriente gaseosa de aproximadamente 90 % de helio. El gas producido se calienta y se mezcla con una corriente de aire en un reactor de lecho fijo que contiene un catalizador, en esta etapa se produce la reacción del hidrógeno del gas con el oxígeno del aire y se produce vapor de agua que es eliminado. La siguiente etapa es un proceso de adsorción PSA (Pressure swing adsorption) a temperatura ambiente para separar las impurezas, se obtiene una concentración de 99,99% de helio. Para aumentar la pureza se puede utilizar

un

proceso

de

adsorción

criogénica

para

alcanzar

una

concentración de hasta 99,9999%.

1.1.4.3.

Licuefacción del helio gaseoso

El helio obtenido pasa al proceso de licuefacción que se da a 3 K, este proceso consta de tres etapas que se mencionan a continuación: El helio es presurizado y enfriado a 2×106Pa y 80 K Posteriormente va a un turbo-expansor para obtener helio en estado líquido. El helio condensado se almacena en contenedores aislados térmicamente

9

y presiones al vacío para continuar con la distribución como se observa en la figura 4.

Figura 4: Bodegas de almacenamiento y camiones transportadores de la planta de producción de helio en Algeria (Gruss, 2008)

1.1.4.4.

Producción de helio - proceso con filtros de adsorción

El crecimiento de la demanda de helio ha significado la exploración de nuevas reservas. En la India se ha encontrado la presencia de helio en el gas natural en concentraciones de 0,06% o menos, para lo cual se han desarrollado procesos de obtención a nivel de laboratorio que son económicamente rentables. Este proceso es un sistema de adsorbedores PSA (Pressure swing adsorption), que permite obtener helio con 99% de pureza. Se divide en cuatro etapas que se describen brevemente a continuación (Das et al., 2008): Etapa I: En un adsorbedor de sílica gel se retienen los hidrocarburos pesados y el dióxido de carbono, produciendo una corriente de gas

10

enriquecida que contiene metano, nitrógeno y helio. Etapa II: Empleando carbón activado como lecho fijo, se pasa el gas enriquecido y se retiene el metano, mientras que el nitrógeno y helio continúan a la tercera etapa. El metano adsorbido recircula a la primera fase, para regenerar el adsorbente saturado, posteriormente se recupera como producto secundario del proceso. Etapa III: En esta etapa se emplean adsorbedores de zeolita que retienen la mayor cantidad de nitrógeno y se obtiene helio con una concentración de 16% aproximadamente. Etapa IV: Se retienen los restos de nitrógeno y otras impurezas en los adsorbedores de zeolita. Se obtiene como producto final helio con una concentración de 99%. Los gases retenidos es esta etapa se comprimen y se reciclan a la etapa anterior para recuperar el helio. En la figura 5 se presenta el diagrama del proceso:

Figura 5: Diagrama de flujo de la planta piloto de obtención de helio. ( Das et al., 2005)

11

1.1.5.

DEMANDA DE HELIO

En la década del 2000 la demanda de helio creció debido a las múltiples aplicaciones que tiene por sus propiedades características. Se estima que el consumo anual aumenta en aproximadamente un 3,6% (National Research Council , 2010). En la figura 6 se observa que en 1995 América era el principal consumidor de helio específicamente Estados Unidos, en la actualidad el mercado se ha extendido a otros países de Europa y Asia. Para el año 2020 se espera que el consumo anual de helio sea de 8 billones de pies cúbicos, cantidad que los países productores no van a ser capaces de producir y satisfacer las necesidades del mercado. Las reservas comprobadas de helio van disminuyendo rápidamente. Razón por la que explorar y encontrar nuevas reservas de helio es indiscutible.

Figura 6: Demanda de helio a partir del 2005 - Consumo en 1 995:3,75 billones de pies cúbicos; Consumo en el 2007: 6,34 billones de pies cúbicos. (Alqmist, 2006)

12

1.1.6.

DEMANDA DE HELIO EN EL ECUADOR

En el Ecuador el consumo de helio aumentó en los últimos veinte años. En la figura 7 se presentan las importaciones anuales en toneladas y su incremento a partir del año 1990.

Figura 7: Importaciones de helio en los últimos 20 años (Banco Central del Ecuador, 2011)

1.1.7.

APLICACIONES Y USOS

El helio es un gas con múltiples aplicaciones, por sus propiedades características. Entre los principales usos del helio se tiene: fluido criogénico, gas presurizador, en soldadura, atmósferas controladas, en laboratorios en cromatografía de gases, gas para detección de fugas, mezclas de gases para respiración utilizadas en medicina y deportes, estudios atmosféricos entre otros. En la figura 8 se describen los usos del helio en Estados Unidos:

13

Criogenia 7%

4%

2%

Gas presurizador 28%

13%

Soldadura Atmósferas controladas

20% 26%

Cromatografía/ gas portador Detección de fugas

Figura 8: Principales aplicaciones del helio en Estados Unidos. (Theiss, 2007)

A continuación se describen en forma resumida los usos [Bryan Research and Engineering Inc, 2010; Garvey, 2007; Messer World, 2009 ]:

a) Fluido criogénico En equipos de resonancia magnética nuclear se emplea como fluido criogénico para aislar y enfriar el imán superconductor de los equipos. En la producción de semiconductores, se utiliza como fluido refrigerante para cristalizar la masa fundida y para enfriar las bombas criogénicas que generan vacío. En reactores nucleares es el fluido refrigerante en reactores de alta temperatura (HTR) y reactores de elevada temperatura (VHTR).

b) Presurizador y purga Por su bajo punto de ebullición y no reactividad, se utilizan flujos de helio para

desplazar

combustibles

y

oxidantes

de

los

tanques

de

almacenamiento. Además se utiliza para presurizar los tanques de

14

propelente de los motores de cohetes, para evitar la cavitación y el colapso de los tanques previniendo riesgos y explosiones

c) Soldadura Sirve principalmente como atmósfera de protección y prevención de la contaminación atmosférica por el metal fundido proveniente de la soldadura. Soldadura de arco para metales ligeros como aleaciones de magnesio y aluminio para evitar su oxidación al ponerse en contacto con el aire.

d) Soldadura Láser Se utiliza en la mezcla de gases lasing, en láseres de dióxido de carbono. La mezcla tiene una composición de nitrógeno, helio y dióxido de carbono en una proporción 3:2:1.

e) Atmósferas controladas: Es esencial en la producción de fibra óptica, en el proceso de cubierta del núcleo de vidrio con la capa exterior, se debe operar en una atmósfera controlada de helio para evitar que burbujas de aire queden atrapadas en el interior de las capas, inhabilitando la fibra.

f) En investigación científica Ha sido de gran interés científico ya que a temperaturas inferiores a 2,17 K se comporta como un fluido ideal, es decir no presenta resistencia al movimiento, a esta propiedad se denomina superfluidez. g) .Aplicaciones atmosféricas

15

Una de las aplicaciones más importantes es en investigaciones atmosféricas, son los globos meteorológicos, que llevan instrumentos de medida de presión temperatura y humedad para relacionarlos con la altura. Se utiliza para inflar globos para diversión y decoración. h) En laboratorios analíticos Se utiliza como gas portador en cromatografía de gases, es un gas inerte, y tiene un alto coeficiente de difusión molecular, permite separar mejor los componentes entre las fases estacionaria y móvil. i) Detección de fugas: su baja viscosidad y alto coeficiente de difusión molecular lo hace un excelente detector de fugas. En equipos de alto vacío y recipientes a alta presión, se llena el equipo con helio a presión y se ubica dentro de una cámara de vacío, el helio se difunde por las fisuras, siendo detectado por un espectrómetro de masas. j) Mezclas de gases Estas mezclas se utilizan en aplicaciones médicas para tratamientos respiratorios y en los equipos de respiración para deportes marinos como el buceo, hay mezclas de gases que tienen mezclas de helio-oxígeno, helio-nitrógeno-oxígeno, y helio-aire

1.2.

GAS NATURAL

El gas natural es un combustible fósil no renovable, está constituido por hidrocarburos que en condiciones de reservorio se encuentran en estado gaseoso, su composición y propiedades van a depender del lugar de extracción.

16

1.2.1.

ORIGEN

Existen varias teorías que se refieren al origen del gas natural sin embargo se citara la teoría del origen orgánico por ser la más consistente. Se considera que el gas natural se formó por la degradación de sedimentos de materia orgánica acumulada en las profundidades de los mares hace millones de años por la acción bacteriana y por efectos de la presión y temperatura (López, 2002). Degradación bacteriana: Es el gas que se forma por la acción de bacterias sobre sedimentos orgánicos. El principal componente de este gas es el metano, alrededor del 20% de las reservas se han formado por esta degradación. Degradación térmica: Este gas es producto de la acción de la presión y temperatura sobre la materia orgánica acumulado en las arcillas, se lo conoce como gas térmico. Los hidrocarburos gaseosos que se producen directamente por degradación térmica primaria a partir del kerógeno o por degradación térmica secundaria a partir del petróleo, son atrapados por las capas de roca porosa impermeable. En la figura 9 se observa que cuando un reservorio es mas profundo prevalece la presencia de gas mientras que a profundidades menores hay mayor volumen de crudo.

17

Figura 9: Volumen de gas y volumen de petróleo en función de la profundidad. (Rojey, 2002)

1.2.2.

TIPOS DE RESERVORIOS DE GAS NATURAL

Los reservorios de gas natural se clasifican de acuerdo a la presencia de crudo en el reservorio o su ausencia y por el estado del gas en condiciones de reservorio y en condiciones de superficie.

1.2.2.1.

Clasificación por presencia de crudo en el reservorio

Los reservorios de gas natural, tomando en cuenta la presencia de crudo en el reservorio, se pueden clasificar como gas asociado y gas no asociado.

a) Gas asociado

El gas asociado se encuentra en reservas petrolíferas, es decir es el gas que está en contacto con el petróleo. En la figura 10 se puede observar el esquema de una formación de gas asociado.

18

Figura 10: Reservorio de gas asociado (Rojey, 2002)

El gas asociado puede estar como gas libre y gas disuelto. Gas libre: permanece sobre el crudo, corresponde al casquete de gas del reservorio que ejerce presión sobre el crudo en la recuperación primaria del proceso de producción (Cronquist, 2001). Gas disuelto: está en solución con el crudo, a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento. La presencia del gas disuelto en el petróleo hace que aumente el volumen y la gravedad API del crudo, reduciendo la viscosidad y la tensión superficial (Cronquist, 2001).

b) Gas no asociado:

El gas no asociado al petróleo se encuentra en yacimientos gasíferos, es decir no hay presencia de crudo, está atrapado en el reservorio por rocas porosas impermeables. En la figura 11 se observa la estructura de un reservorio de gas no asociado.

19

Figura 11: Reservorio de gas no asociado (Rojey, 2002)

1.2.2.2.

Clasificación por el estado del gas en condiciones de reservorio y de

superficie Considerando el gas a condiciones de reservorio y de superficie, el gas se clasifica en: gas seco, gas húmedo y gas condensado.

a) Gas Seco:

El gas seco está compuesto principalmente por metano, permanece en fase gaseosa en el reservorio y cuando se encuentra a condiciones de superficie no forma hidrocarburos líquidos. En la figura 12 se observa el diagrama de fases del gas seco (Bidner, 2007).

20

Figura 12: Diagrama de fases del gas seco. (Bidner, 2007)

b) Gas húmedo:

El gas húmedo permanece en fase gaseosa en el yacimiento y en las condiciones de producción forma hidrocarburos líquidos. En la figura 13 se presenta el diagrama de fases del gas húmedo (Bidner, 2007).

Figura 13: Diagrama de fases del gas húmedo (Bidner, 2007)

21

c) Gas condensado:

Constituye una fase gaseosa en condiciones de presión y temperatura mayores a la condiciones del punto crítico. Al disminuir la presión sufre una condensación retrógrada, es decir el gas condensa en lugar de evaporarse, en la figura 14 se presenta el diagrama de fases del gas condensado (Bidner, 2007).

Figura 14: Diagrama de fases del gas condensado (Bidner, 2007)

1.2.3.

COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL

El gas natural es una mezcla de compuestos orgánicos e inorgánicos que se pueden clasificar como combustibles, contaminantes y diluyentes (Freile, 2009). Los combustibles son hidrocarburos alifáticos, se puede encontrar desde metano hasta heptanos. Los contaminantes constituyen el sulfuro de hidrogeno, disulfuro de carbono, sulfuro de carbonilo, mercaptanos, azufre orgánico y azufre libre. Estos compuestos producen corrosión por esta razón deben ser eliminados mediante algún procedimiento.

22

Los diluyentes son compuestos no combustibles, que disminuyen el poder calórico del gas natural. Los más comunes son: dióxido de carbono, nitrógeno, vapor de agua, helio y argón, entre otros. Los componentes del gas natural van a depender del reservorio del que se extrae. En la tabla 2 se presenta la composición del gas natural de diferentes campos: Tabla 2: Composición de gas natural de distintos lugares Componentes

Alberta –Canadá USA Western Colorado [%] [%] [%]

Helio

-

-

-

Nitrógeno

3,20

2,60

26,10

Dióxido de carbono

1,70

0,35

42,66

Ácido Sulfhídrico

3,30

-

-

Metano

77,10

90,33

29,98

Etano

6,60

5,19

0,55

Propano

3,10

1,40

0,28

i-Butano

0,70

0,22

0,06

n-Butano

1,30

0,31

0,15

i-Pentano

0,50

0,07

0,05

n-Pentano

0,50

0,05

0,06

Hexano

0,70

0,02

0,06

Heptano

1,30

-

0,05

(Woodcock y Gotllieb, 2000)

En la figura 15 se observan un esquema de los componentes del gas natural:

23

Figura 15: Componentes del gas natural (Linde AG, 2009)

1.2.3.1.

Composición del gas natural no asociado

El gas natural no asociado o gas seco, contiene alrededor de 95% de hidrocarburos, en su mayoría metano y en pequeñas concentraciones etano, propano, butano y trazas de nitrógeno, vapor de agua, dióxido de carbono, ácido sulfhídrico y helio. En la tabla 3 se presenta la composición característica del gas natural no asociado. Comercialmente se conoce como gas natural al gas natural no asociado. Tabla 3: Composición característica del gas natural no asociado Componente

Composición [%]

Metano

91-95

Etano

2-6

Dióxido de Carbono

0-2

Propano

0-2

Nitrógeno

0-1

(Innergy Soluciones Energéticas, 2000)

24

El gas natural licuado (LNG) es el gas natural que ha sido sometido a un proceso criogénico para ser condensado, para facilitar su transporte y distribución (Cáceres, 2000).

1.2.3.2.

Composición del gas natural asociado

El gas asociado, al estar en contacto con el crudo, tiene una menor concentración de metano y un mayor contenido de hidrocarburos más pesados como etano, propano y butano, se puede encontrar hasta heptanos. Es importante tener presentes las siguientes definiciones respecto a este tipo de gas: Gas licuado de petróleo (GLP): es el gas que está compuesto por una mezcla propano y butanos (Cáceres, 2000). Líquidos del gas natural (NGL): es una mezcla de

propano, butano,

pentano, hexano y otros condensados presentes en el gas natural. Su valor comercial es mayor que el del metano, cuando hay concentraciones altas de NGL se debe remover ya que pueden condensar fácilmente en las tuberías (Cáceres, 2000). En la tabla 4 se presenta una composición de gas natural asociado, que puede variar y depende del reservorio en el que se ha producido. Tabla 4: Composición del gas natural asociado Componente

Composición (%)

Metano

42

Etano

20

Propano

17

Butano

8

Nitrógeno + Dióxido de carbono

10

Pentano

3

(Kraus, 2001)

25

1.2.4.

PROCESOS DE SEPARACIÓN DE LOS COMPONENTES DEL GAS

NATURAL A diferencia del gas manufacturado en donde se producen reacciones químicas, el gas natural solamente requiere de procesos físicos de separación como torres de fraccionamiento. En figura 16 se presenta un diagrama de una planta de gas natural.

Figura 16: Diagrama de una Planta de Gas En la planta de separación se produce gas seco que contiene metano en su mayoría, según la Norma UNE – EN 1160 (2007) se requiere una concentración mínima de 75% de metano en el gas natural (UNE – EN 1160, 2007). Además condensan: propano, butano, pentanos, hexanos y heptanos. El propano y butano forman GLP y los otros componentes gasolina natural o gasolina blanca. Para que el gas seco llegue a los puntos de consumo puede ser licuado, comprimido o transportado en gasoductos.

26

1.2.5.

PROPIEDADES DEL GAS NATURAL

Las propiedades físicas del gas natural están íntimamente relacionadas con la composición y entre las mas importantes se pueden mencionar las siguientes: peso molecular, poder calórico, densidad relativa y factor de compresibilidad. El peso molecular: el peso molecular se puede calcular con la relación 4: [4]

Donde: PM: peso molecular de la muestra Yi: fracción molar del componente i PMi: peso molecular del componente i El poder calórico: permite establecer la cantidad de energía que se produce cuando el gas se combustiona. La determinación de la capacidad calórica se determinó en base a la Norma ASTM D 3588-98 (2003) y se calcula con la relación 5:

[5]

Donde: Hg: capacidad calórica de la muestra Hi: capacidad calórica del componente i yi: fracción molar del componente i en la mezcla n: número de componentes en la mezcla PMi: peso molecular del componente La gravedad específica o la densidad relativa del gas se obtiene calculando la razón de la densidad del gas para la densidad del aire, a las mismas condiciones de presión y temperatura.

27

[6] [7]

Donde: PMg: peso molecular del gas PMa: peso molecular del aire El factor de compresibilidad: es un factor de corrección que permite describir el comportamiento de un gas real, tomando como referencia las condiciones críticas de la sustancia. Existen varios métodos para establecer este factor sin embargo se citará el método de Gopal, V.N., en el que se aplica las ecuaciones mencionadas en la tabla 5 de acuerdo a las condiciones de presión y temperaturas reducidas: Tabla 5: Relaciones para establecer el factor de compresibilidad Rango de Psr Rango de Tsr

Ecuaciones para z

1,05-1,2

Psr*(1,6643*Tsr-2,2114)-0,3647*Tsr+1,4385

1,2-1,4

Psr*(0,0522*Tsr-0,8511)-0,0364*Tsr+1,0490

1,4-2,0

Psr*(0,1391*Tsr-0,2988)+0,0007*Tsr+0,9969

2,0 - 3,0

Psr*(0,0295*Tsr-0,0825)+0,0009*Tsr+0,9967

1,05-1,2

Psr*(-1,3570*Tsr+1,4942)+4,6315*Tsr-4,7009

1,2-1,4

Psr*(0,1717*Tsr-0,3232)+0,5869*Tsr+0,1229

1,4-2,0

Psr*(0,0984*Tsr-0,2053)+0,0621*Tsr+0,8580

2,0 - 3,0

Psr*(0,0211*Tsr-0,0527)+0,0127*Tsr+0,9549

1,05-1,2

Psr*(-0,3278*Tsr+0,4752)+1,8223*Tsr-1,9036

1,2-1,4

Psr*(-0,2521*Tsr+0,3871)+1,6087*Tsr-1,6635

1,4-2,0

Psr*(-0,0284*Tsr+0,0625)+0,4714*Tsr-0,0011

2,0 - 3,0

Psr*(0,0041*Tsr+0,0039)+0,0607*Tsr+0,7927

1,05-3,0

Psr*(0,711+3,66*Tsr)1,4667-1,637/(0,319*Tsr+0,522)+2,071

3 MMPCD

6 000

93

3.5.1.1.

Alternativas para la remoción de dióxido de Carbono

Las propiedades de los gases de pozos dependen del contenido de dióxido de carbono que afecta principalmente al poder calórico del gas. El dióxido de carbono es un gas ácido y altamente corrosivo razón por la cual al ser eliminado mejoran las características del gas. El dióxido de carbono se puede remover por diferentes procesos que pueden ser absorción, adsorción y empleando membranas coalescentes. La selección del proceso adecuado depende de varios parámetros, principalmente se debe considerar la concentración de dióxido de carbono y el flujo de la alimentación. En la figura 35 se puede apreciar el proceso de eliminación de dióxido de carbono que se recomienda con respecto a estas variables. En la tabla 50 se presenta el proceso seleccionado para seleccionar dióxido de carbono en los diferentes campos. Tabla 50: Proceso seleccionado para la remoción del dióxido de carbono del gas asociado en cada campo Campo

% CO2 Flujo [m3/d]

Proceso sugerido absorción

Secoya

27,11

56,3

Atacapi

25,03

24,04

Shushuqui

39,9

10,46

membranas

Pichincha

8,01

22,17

adsorción

Cuyabeno

52,12

88,08

membranas

VHR

25,02

27,81

Bermejo norte

76,63

Bermejo sur

48,96

Rayo

5,77

Palo Azul

77,28

344,56

membranas

Auca Sur

6,14

43,02

absorción

membranas absorción membranas

absorción membranas membranas

368,12

membranas ST

94

Tabla 50: Proceso seleccionado para la remoción del dióxido de carbono del gas asociado en cada campo. Continuación… Campo

% CO2 Flujo [m3/d]

Proceso sugerido

Auca Central

5,11

12,09

ST

Yuca

8,12

19,66

ST

Shushufindi Central

19,34

211,19

absorción

Shushufindi Norte

13,05

156,91

absorción

Shushufindi Sur

18,21

185,68

absorción

Guanta

7,23

24,9

Aguarico

26,66

17,15

Parahuaco

6,14

23,47

ST

Amo

52,12

34,5

absorción

Daimi

23,35

26,7

Ginta

16,96

18,3

Capiron

14,73

21

Tivacuno

35,19

30

Iro

27,46

75,3

ST absorción membranas

absorción membranas absorción membranas absorción membranas absorción membranas absorción membranas

Se puede que observar cuando la concentración de dióxido de carbono es baja se puede utilizar el gas sin ningún tratamiento previo dependiendo de los requerimientos de los equipos. Cuando la concentración de dióxido de carbono es considerablemente baja se recomienda utilizar procesos de absorción para remover el CO2, mientras que a altas concentraciones es preferible usar procesos con membranas coalescentes.

95

3.5.2.

GASES DE POZOS COMO GAS DE INYECCIÓN

Los gases de pozos se pueden utilizar como gases de inyección en la recuperación artificial, para aumentar la presión del yacimiento y mejorar las condiciones de extracción. Cuando el contenido de dióxido de carbono en los gases es alto se pueden utilizar como gas de recuperación, ya que al comprimirse a presiones superiores a 1 500 psi actúa como líquido o como fluido supercrítico, a estas condiciones es miscible en petróleo, cambiando sus propiedades físicas. En la tabla 51 se presentan los campos petroleros cuyo gas se encuentra dentro de este grupo: Tabla 51: Gases de pozos petroleros con poder calórico bajo Campo

Poder calórico [ Btu/pie3]

Bermejo norte

314

Bermejo sur

796

Palo Azul

512

Iro

887

Cuando se utilizan los gases de pozos como gas de reinyección se debe pagar una tasa anual de $3 000. Mientras que cuando el gas es enviado a la tea la tasa es de hasta $2 500 anuales.

3.5.3.

ENFOQUE AMBIENTAL DEL APROVECHAMIENTO DE LOS GASES

DE POZOS El uso de gas asociado para generar energía eléctrica tiene tanto ventajas económicas como ambientales: El gas se produce en el lugar de consumo, por lo tanto disminuyen bajan costos operativos como transporte de combustible.

96

El costo de producción es menor que el del diesel Disminuyen los costos de mantenimiento de los equipos ya que es menos corrosivo. Mejor eficiencia en la combustión Su combustión produce menor cantidad de dióxido de carbono que cualquier otro combustible. Se evitan fugas y emisiones directas a la atmósfera de gas asociado en las teas. En el gas no hay la presencia de sulfuro de hidrógeno. Su combustión no produce cenizas, por lo tanto se evita la emisión de material particulado a la atmósfera. Con el gas natural no existe riesgo de contaminación del suelo y agua ya que es un gas con menor densidad que la del aire.

97

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1.

CONCLUSIONES

. Las condiciones de operación cromatográficas que se establecieron para la determinación de helio presentan un coeficiente de repetitividad de 1,17% y un coeficiente de reproducibilidad de 0,62%, por lo tanto los resultados obtenidos a partir del método analítico son confiables. En la muestras de gas se encontró la presencia de helio en diferentes proporciones. En el campo Amistad hay una concentración de 0,003%. En las muestras de gas asociado la concentración de helio se puede encontrar desde 0,004 hasta 0,062%. Se determinó que no es factible recuperar el helio del gas natural y gases de pozos petroleros producidos en el país por cuanto no se llegaría a satisfacer la demanda nacional En el análisis de composición de los gases de pozos petroleros se encontró la presencia de dióxido de carbono en concentraciones variables que oscilan desde 5,11% hasta 77,63. El poder calórico de los gases es variable y depende de la concentración de dióxido de carbono. Los gases que se pueden utilizar en generación de energía termoeléctrica son los gases de los siguientes campos: Secoya, Atacapi, Shushuqui, Pichincha, VHR, Rayo, Auca Sur, Auca Central, Yuca, Shushufindi Central, Shushufindi Norte, Shushufindi Sur, Guanta, Aguarico, Parahuaco, Daimi, Ginta, Capiron, Tivacuno, Cuyabeno y Amo. El aprovechamiento de los gases de pozos petroleros tiene beneficios económicos como ambientales.

98

4.2.

RECOMENDACIONES Los gases producidos en los pozos petroleros deben ser purificados para disminuir las concentraciones de dióxido de carbono y evitar que se envíen a las teas. Los gases que se producen en los campos Bermejo Norte, Bermejo Sur, Palo Azul e Iro tienen un contenido de dióxido de carbono superior al 50%. Estos gases se pueden utilizar como gas de inyección en la recuperación artificial del petróleo.

99

BIBLIOGRAFÍA 1. Aldrich, L. y Nier, A., 1980, “The Occurence Of Helium In Natural Sources”. Phyicss. Review, 1590. 2. Almqvist, E., 2006. “The Sun Gas”, Cryogas International, 06 (10), 30. 3. Alvarado, R., Gallegos, R., 2009, “Captacion del Gas Natural producido en un campo petrolero en el Oriente Ecuatoriano para su utilización como combustible para la generación de Energía Electrica”, Tesis previa a la obtención de Ingeniería en Petróleos, Escuela Politécnica del Litoral, Guayaquil, Ecuador, pp: 1-10 4. Baby et al., 2004, “La Cuenca Oriente Geología y Petróleo”, I. F. IFEA, I. I. Développement, Petroecuador, Quito, Ecuador,pp: 229-293. 5. Banco Central Del Ecuador, 2011, “Libro De Aranceles”, Quito, Ecuador, partida 2804290000. 6. Bánzer, C., 1996, “Correlaciones Numericas P.V.T”.Universidad de Zulia, Maracaibo, Venezuela, pp: 2-14; 30-45. 7. Bazarov, I., 1969, “Thermodynamics”, La Habana: Revolucionaria, Habana, Cuba, p 179. 8. Bidner, M., 2007, “Propiedades de la Roca y los fluídos en Reservorios de Petróleo”, EUDEBA, Buenos Aires, Argentina, pp:. 59-60;38-46. 9. Bryan Research and Engineering, Inc., 2010, “Comparing Physical Solvents for Acid Gas Removal”, Hydrocarbon Processing, 89(10), s/n. 10. Bryngelson, R., 2008, “Consider New Regasification Technology for Natural Gas Transport”, Hydrocarbon Processing (01), 62.

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101

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Catastral

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Ecuatoriano”.

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103

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de

2010, Gas

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en

construirá

Provincia

de

Planta de El

Oro”.

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104

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105

ANEXOS

106

ANEXO 1: PROPIEDADES DE LOS SUPERFLUIDOS La superfluidez es un estado físico de la materia, éste fenómeno tiene lugar a temperaturas cercanas al cero absoluto (García y Scherer, 1995). Las principales características de estos fluidos son: Tienen viscosidad nula es decir fluyen sin resistencia alguna. Tiene alta conductividad térmica, no presentan resistencia alguna. Propagan ondas de temperaturas conocidas como segundo sonido. Tienen una fuerte capacidad de oscilación de manera que pueden atravesar cualquier objeto sólido o superficie no porosa. El helio cuando alcanza una temperatura de 2,15 K y 0,08 bar de presión se comporta como un superfluido, razón por lo que sus propiedades lo hacen objeto de estudio en varios campos.

Figura 39: Superfluidez del helio

107

ANEXO 2: FUNDAMENTOS DE ADSORCIÓN La adsorción es un proceso de separación que aprovecha la capacidad de los sólidos para retener sustancias en la superficie.

TIPOS DE ADSORCIÓN El proceso de adsorción se puede dar por fenómenos físicos y fenómenos químicos. La adsorción física o adsorción de Van der Waals, es un fenómeno reversible, es el resultado de las fuerzas intermoleculares de atracción entre las moléculas del sólido y la sustancia adsorbida (Treybald, 1997) La quemisorción, o adsorción activada, es el resultado de la interacción química entre el sólido y la sustancia adsorbida. La fuerza de la unión química puede variar considerablemente y puede suceder que no se formen compuestos químicos sin embargo la fuerza de adhesión es mucho mayor que la observada en la adsorción física (Treybald, 1997). ADSORBENTES Los sólidos adsorbentes por lo general tienen forma granular; varían de tamaño desde aproximadamente 12 mm de diámetro hasta µ. Los sólidos deben poseer ciertas propiedades: No deben ofrecer una caída de presión del flujo muy grande No deben ser arrastrados con facilidad por la corriente que fluyen. Su consistencia debe ser adecuada para que no reduzca su tamaño.

108

ISOTERMAS DE ADSORCIÓN La Isoterma de Adsorción es la relación matemática entre la masa del soluto adsorbido y la concentración del soluto en la solución una vez que se ha alcanzado el equilibrio

Figura 40: Fenómeno de adsorción

EFECTO DE LA TEMPERATURA La isoterma de adsorción es dependiente de la temperatura ya que afecta a la solubilidad del soluto y por lo tanto el equilibrio entre las fases. La temperatura puede afectar el equilibrio de adsorción de las tres formas: El equilibrio de adsorción se favorece disminuyendo la temperatura. El equilibrio de adsorción se favorece cuando aumenta la temperatura. El equilibrio de adsorción es independiente de la temperatura. EFECTO DE LA PRESIÓN En este caso la adsorción se favorece aumentando la presión, es decir utiliza trabajo mecánico, y para regenerar el material adsorbente se disminuye la presión y

así

se

liberan

los

componentes

retenidos.

109

ANEXO 3: POZOS EN PRODUCCIÓN DE CADA CAMPO DURANTE EL MUESTREO A continuación se presentan los pozos en producción en cada uno de los puntos de muestreo: Tabla 52: Pozos en producción del Campo Shushuqui durante el muestreo de gases Separador 1 Separador 2 18

10

5-PAR

22

14

13

6

21

12

Tabla 53: Pozos en producción del Campo Pichincha durante el muestreo de gases Separador 1 Separador 2 8

7

9

13

10

18

5

21

2

24

30

31

8 SHQ

Tabla 54: Pozos en producción del Campo Atacapi durante el muestreo de gases Separador 1 7

17

8

18

13

19

14

23

15

24

16

25

110

Tabla 55: Pozos en producción del Campo Secoya durante el muestreo de gases Separador 1 Separador 2 1

2

5

3

4

13

8

19

10

32

14

27

16

33

22

36

17

37

28 38

Tabla 56: Pozos en producción del Campo Parahuaco durante el muestreo de gases Separador 1 7

11

4

12

5

13

1

17

2

10

Tabla 57: Pozos en producción del Campo Guanta durante el muestreo de gases Separador 1 Separador 2 Separador 3 4

19

6

2

11

15

25

5

40

23

12

9

41

16

1

30

18

17

20

42

24

111

Tabla 58: Pozos en producción del Campo Shushufindi Norte durante el muestreo de gases Separador 1 1

64

109 UI

49

53

66

98

88

14

62

87

54

46

99

108

3

58

86

63

116

111

Tabla 59: Pozos en producción del Campo Shushufindi Sur durante el muestreo de gases Separador 1 y 2

Separador 4

95

82

95

104

97

104

122

7

122

45

28

75

68

91

67

92

23

20

91

Tabla 60: Pozos en producción del Campo Aguarico durante el muestreo de gases Separador 1 AGU 1

SHFN 76

AGU 8

SHFN 107

AGU9

SHFN57

AGU 10

SHFN 59

SHFN 52

SHFN 71

SHFN 56

112

Tabla 61: Pozos en producción del Campo Auca Sur durante el muestreo de gases Separador 1 Separador 2 Separador 3 59 D

30

54

21

3

99

49

28

43

27

36

18

50

16

19

20

25

24

29

1

38

35

98 53 15

Tabla 62: Pozos en producción del Campo Auca Central durante el muestreo de gases Separador 1 Separador 2 Separador 3 6

31

10

32

73

5

9

34

26

39

45 Tl

40 T

33 Ismocol

52 Tb

Tabla 63: Pozos en producción del Campo VHR durante el muestreo de gases Separador 1 2

11

3

15

4

17

5

22

8

23

13

24

113

Tabla 64: Pozos en producción del Campo Yuca durante el muestreo de gases Separador 1 01 B

17

02B

19

7

21

12

22

13

23

14

24

15

5

16

Tabla 65: Pozos en producción del Campo Cuyabeno durante el muestreo de gases Separador 1 Separador 2 Separador 3 25

10

14

27

9

20

7

32

19

3

15

6

22

13

8

21

21

16

11

24

28

13

34

21

35

24

29

34

23

35

30

29

31

23 30 31

114

Tabla 66: Pozos en producción del Campo Palo Azul durante el muestreo de gases Wellpad A Wellpad B Wellpad C Wellpad D 1

26

4

31

16

6

14

24

35

9

22

15

18

5

13

19

2

17

23

3

20

12

8

37

10

38

7

39

24

115

ANEXO 4:

ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO PARA LA DETERMINACIÓN DE HELIO

A

continuación

se

presentan

los

resultados

obtenidos

en

el

análisis

cromatográfico para determinar la concentración de helio, en las muestras analizadas: Tabla 67: Concentración de helio en las muestras del Bloque 3

Muestra

Concentración de helio [%]

EDC -P1

0,001

EDC -P2

0,002

EDC -P4

0,001

EDC -P5

0,002

EDC-P6

0,004

EDC-P7

0,004

EDC-P8

0,004

EDC -P9

0,005

EDC-P10

0,004

Tabla 68: Concentración de helio en las muestras del Campo Bermejo Muestra

Concentración de helio [%]

BN-A

0,004

BN-B

0,006

BN-C

0,050

BS-A

0,010

BS-B

0,005

BS-C

0,004

BS-D

0,013

BS-E

0,019

116

Tabla 69: Concentración de helio en las muestras de los Campos Libertador, Cuyabeno, Lago Agrio, Shushufindi y Auca Muestra Concentración de helio [%] Muestra Concentración de helio [%] SUC-1

0,004

AUC-4

0,007

SUC-2

0,006

AUC-5

0,009

ATA -1

0,005

YUC-1

0,008

SSQ-1

0,006

SHF-C-1

0,004

PCH-1

0,008

SHF-N-1

0,005

CUY-1

0,008

SHF-S-1

0,006

Cuy-2

0,008

SHF-S-2

0,007

VHR-1

0,008

GNT-1

0,009

VHR-2

0,008

GNT-2

0,012

AUC-1

0,018

AGR-1

0,005

AUC-2

0,009

PHC-1

0,008

AUC-3

0,007

Tabla 70: Concentración de helio en las muestras del Bloque 18 Muestra Concentración de helio [%] PB-1

0,004

PB-2

0,004

PB-3

0,002

PB-4

0,004

PB-5

0,002

PB-6

0,002

PB-7

0,004

PB-8

0,010

PB-9

0,009

Tabla 71: Concentración de helio en las muestras del Bloque 16 Muestra Concentración de helio [%] REP-1

0,030

REP-2

0,045

REP-3

0,048

REP-4

0,062

REP-5

0,040

REP-6

0,035

REP-0

0,042

117

ANEXO 5:

RESULTADOS DEL ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO ESTABLECER LA COMPOSICIÓN DE HIDROCARBUROS.

PARA

A continuación se presentan los resultados de los análisis cromatográficos para establecer la composición en hidrocarburos de cada una de las muestras. Tabla 72: Resultados de los análisis cromatográficos del Bloque 3 Composición molar Componente

P2

P4

P9

P6

P7

P8

P10

Nitrógeno

1,00

1,37

0,31

0,42

0,42

1,34

0,31

Metano

96,71 97,54 98,85 98,89 99,23 97,62 98,85

Dióxido de carbono 0,04

0,03

0,02

0,04

0,04

0,06

0,02

Etano

0,29

0,30

0,28

0,30

0,31

0,25

0,28

Agua

1,92

0,76

0,52

0,35

0,00

0,72

0,52

Propano

0,03

0,00

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

Tabla 73: Resultados de los análisis cromatográficos de Bermejo Composición molar Componente

BN-A BN-B BN-C ER-A ER-B ER-C BS-A BS-B BS-C BS-D BS-E

Nitrógeno

0,39

0,44

0,99

0,23

0,30

Metano

42,83

4,78

18,23 55,76 68,62 33,96 20,68 11,11 14,59 10,88 12,47

1,55

0,98

1,48

0,86

1,49

23,05 82,87 70,87

0,36

Etano

10,91

1,00

2,90

17,54 12,19 16,67 2,82

2,39

2,37

2,69

Agua

4,56

6,05

1,55

3,63

6,46

0,00

0,06

3,06

0,00

4,84 18,90

Propano

11,47

2,22

3,43

14,04

8,72

17,97 1,14

3,98

7,68

3,83

2,26

i-Butano

1,13

0,31

0,38

1,78

0,77

2,25

0,33

0,60

0,54

0,47

4,33

n-Butano

3,09

0,94

0,96

4,13

1,93

4,80

0,61

1,51

0,97

1,21

1,94

i-Pentanos

0,83

0,36

0,28

1,05

0,43

0,93

0,15

0,50

0,97

0,26

1,77

n-Pentano

0,97

0,46

0,34

1,13

0,45

0,96

0,15

0,56

0,62

0,29

0,81

i-Hexanos

0,28

0,19

0,04

0,29

0,01

0,22

0,00

0,01

0,00

0,00

0,05

n-Hexano

0,48

0,39

0,04

0,06

0,00

0,31

0,00

0,03

0,05

0,00

0,04

Dióxido de carbono

0,09

0,52

21,40 72,51 75,28 70,75 74,66 51,35 3,67

118

Tabla 74: Resultados de los análisis cromatográficos de Cuyabeno Composición molar Cuyabeno

VHR-Separador1

1,74

25,59

Metano

14,03

14,37

Dióxido de carbono

52,12

25,02

Etano

4,11

4,76

Agua

3,67

4,18

Propano

11,14

12,86

i-Butano

2,28

2,43

n-Butano

5,18

5,81

i-Pentanos

1,81

1,76

n-Pentano

1,92

1,88

i-Hexanos

0,71

0,60

n-Hexano

0,88

0,64

i-Heptanos

0,34

0,00

n-Heptano

0,09

0,00

Componente Nitrógeno

Tabla 75: Resultados de los análisis cromatográficos del Bloque 18 Composición molar Componente

Wellpad C Wellpad - B Wellpad D V1101-B V1101-A Wellpad A

Nitrógeno

1,21

1,13

1,40

0,88

0,84

1,08

Metano

3,56

3,82

5,55

3,25

3,21

2,72

Dióxido de carbono

80,46

76,51

75,65

75,26

74,17

81,40

Etano

0,61

1,52

2,10

1,24

1,26

1,39

Agua

4,84

2,30

1,85

4,52

3,88

2,90

Propano

3,76

4,83

5,71

4,02

4,52

4,71

i-Butano

0,81

1,28

1,25

1,12

1,25

1,02

n-Butano

2,62

3,11

3,02

2,85

3,28

2,22

i-Pentanos

1,01

1,49

1,16

1,42

1,74

0,81

n-Pentano

1,06

1,76

1,25

1,74

2,15

0,85

i-Hexanos

0,04

0,84

0,41

0,86

1,05

0,30

n-Hexanos

0,04

1,30

0,65

2,83

2,65

0,60

119

Tabla 76: Resultados de los análisis cromatográficos del Bloque 16 Composición molar Componente

Ginta

Daimi

Iro

Amo

Tivacuno

Capirón

Nitrógeno

8,16

7,45

8,00

1,74

4,81

5,45

Metano

45,40

42,12

48,29

14,06

32,39

39,11

Dióxido de carbono

16,96

23,35

27,46

52,12

35,19

14,73

Etano

8,89

6,93

9,55

4,12

5,00

10,05

Agua

2,12

2,92

0,00

3,67

1,47

0,06

Propano

9,92

8,24

0,11

11,17

10,78

15,61

i-Butano

1,95

1,71

2,12

2,29

1,71

2,44

n-Butano

3,27

3,27

2,73

5,19

4,30

6,61

i-Pentanos

1,13

1,29

1,00

1,81

1,37

1,90

nPentano

1,02

1,34

0,74

1,92

1,49

2,09

i-Hexanos

0,47

0,59

0,00

0,71

0,47

0,77

n-Hexanos

0,47

0,57

0,00

0,85

0,73

0,88

i-Heptanos

0,19

0,17

0,00

0,26

0,24

0,30

n-heptano

0,04

0,02

0,00

0,08

0,06

0,00

Tabla 77: Resultados de los análisis cromatográficos de Auca Composición molar Componente

Auca Central

Auca Sur

Yuca

Separador 2

Separador 1

Separador 3

Separador 2

Pozo 57 D

Separador 1

Nitrógeno

7,92

3,48

3,84

4,24

3,40

3,38

Metano

58,68

57,69

47,44

50,69

43,02

48,03

Dióxido de carbono

5,07

4,91

7,21

5,33

5,90

8,12

Etano

6,40

9,45

10,18

9,09

10,88

8,78

Agua

4,42

4,37

2,08

3,75

0,37

4,14

Propano

9,79

11,78

17,65

15,57

17,71

14,62

i-Butano

1,91

2,22

3,05

2,91

4,13

3,22

n-Butano

3,22

3,59

5,24

4,93

8,32

4,85

i-Pentanos

1,07

1,11

1,46

1,45

2,32

1,93

n-Pentano

0,91

0,93

1,25

1,21

2,29

1,50

i-Hexanos

0,21

0,15

0,18

0,25

0,42

0,31

n-Hexano

0,25

0,15

0,22

0,27

0,59

0,47

i-Heptanos

0,12

0,17

0,17

0,27

0,49

0,39

n-Heptano

0,00

0,00

0,03

0,06

0,17

0,27

120

Tabla 78: Resultados de los análisis cromatográficos de Lago Agrio Composición molar Componente

GNT-Sep 1

GNT-Sep 2

Parahuaco

Nitrógeno

3,23

3,15

2,87

Metano

51,34

49,88

50,56

Dióxido de carbono

6,65

7,83

6,14

Etano

12,69

13,39

15,74

Agua

2,06

0,00

0,24

Propano

15,15

16,48

14,08

i-Butano

1,72

1,91

1,93

n-Butano

4,22

4,49

5,20

i-Pentanos

1,05

1,07

1,12

n-Pentano

1,09

1,08

1,24

i-Hexanos

0,27

0,30

0,32

n-Hexanos

0,41

0,36

0,44

i-Heptanos

0,08

0,06

0,11

n-Heptano

0,04

0,01

0,01

Tabla 79: Resultados de los análisis cromatográficos de Shushufindi Composición molar Componente

N-Separador 1 C-Separador 1

AGR

S-Separador 4 S-Separador 2

Nitrógeno

2,80

2,34

2,15

2,75

2,70

Metano

42,83

33,17

31,65

34,20

33,80

Dióxido de carbono

13,05

19,34

26,66

16,89

19,52

Etano

12,31

9,63

9,77

9,03

9,55

Agua

0,52

2,15

0,18

1,59

0,12

Propano

15,10

17,46

14,56

17,71

14,84

i-Butano

2,48

2,53

2,61

2,77

3,00

n-Butano

6,08

6,47

6,81

7,18

7,74

i-Pentanos

1,57

1,95

1,81

2,29

2,38

n-Pentano

1,68

2,24

2,00

2,66

i-Hexanos

0,54

0,87

0,63

1,00

2,78 1,08

n-Hexanos

0,74

1,25

0,83

1,36

1,53

i-Heptanos

0,23

0,49

0,30

0,45

0,73

n-Heptano

0,06

0,12

0,04

0,09

0,25

121

Tabla 80: Resultados de los análisis cromatográficos del Libertador Composición molar Componente

SUC SUC SEPARADOR 1 SEPARADOR 2

Atacapi

Pichincha SSQ-Scrubber

Nitrógeno

1,46

2,15

1,58

2,52

2,07

Metano

18,43

32,44

34,88

39,35

26,77

Dióxido de carbono

40,13

15,24

25,03

8,01

39,90

Etano

7,24

11,05

11,49

11,96

7,83

Agua

2,22

1,84

1,96

1,73

2,33

Propano

15,41

18,14

15,02

19,17

11,91

i-Butano

2,13

2,51

1,74

2,69

1,62

n-Butano

6,39

7,17

4,74

7,07

4,13

i-Pentanos

1,86

2,49

1,19

2,17

1,16

nPentano

2,18

3,08

1,32

2,43

1,21

i-Hexanos

0,80

1,32

0,41

0,97

0,42

nHexano

1,14

1,86

0,54

1,33

0,49

i-Heptanos

0,50

0,58

0,07

0,47

0,15

n-Heptano

0,10

0,13

0,02

0,12

0,01

Figura 41: Cromatograma del análisis de hidrocarburos

122